350MW机组超临界直流锅炉运行规程

300MW机组直流锅炉运行规程

SD195—86

说明

本规程适用于国产机组亚临界、UP型、双炉膛300MW直流锅炉，亦可供其他直流锅炉编制运行规程时参考。

本规程是以SG-1000/170-555/555型燃油(燃煤)直流锅炉为主编制的，各电厂应据此编制现场运行规程。凡本规程未包括部分，须根据实际运行经验和制造厂家的规定，做必要的补充。

1 锅炉机组的简要特性

1.1 设备简况

本锅炉是与300MW汽轮发电机配套的亚临界、一次上升、二次混合、中间再热直流锅炉。设备简况如下(按制造厂说明书编写)：

1.1.1制造厂家(制造厂编号)；

1.1.2制造年月；

1.1.3投产年月；

1.1.4锅炉型号；

1.1.5炉膛；

1.1.6燃烧器(包括煤粉燃烧器和燃油燃烧器)；

1.1.7过热器；

1.1.8再热器；

1.1.9省煤器；

1.1.10空气预热器；

1.1.11构架；

1.1.12炉墙；

1.1.13除尘、除灰设备；

1.1.14煤粉系统和燃油设备；

1.1.15吸风机、送风机；

1.1.16再热蒸汽调温方式；

1.1.17旁路系统；

1.1.18锅炉自动控制装置；

1.1.19锅炉程序控制装置；

1.1.20锅炉电气保护和热机保护装置；

1.2设计规范

1.2.1主要参数(表1)

表1

续表1

1.2.2主要承压部件及受热面(表2)

表2

续表2

1.2.3管道系统(表3)

表3

1.2.4燃烧设备(表4)

表4

1.2.5附属设备(表5)

表5

1.2.6安全阀(表6)

表6

1.2.7热工自动调节装置(表7)

表7

1.2.8给水及蒸汽品质(表8)

表8

表9

2锅炉机组的启动

2.1检修后的验收

2.1.1锅炉机组大、小修后，应有设备变动报告。

2.1.2运行人员应参加验收工作。在验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试转。验收项目应在现场规程中规定，并写入专用的检查、验收卡。

2.1.3在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，除及时记录在有关记录簿外，还必须在投运之前予以消除。

2.1.4检查验收应包括下列内容：

2.1.4.1拆除或装复为检修工作而采取的临时设施，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。

2.1.4.2锅炉本体、辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。

2.1.4.3管道、阀门连接良好，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标

志。

2.1.4.4仪表操作盘上的仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，报警信号声、光良好。

2.2主要辅机的试运行

2.2.1主要辅机检修后，必须经过试运行。试运行良好、验收合格，方可正式投入运行。吸风机、送风机的连续试运行时间不得少于4h，以验证其工作的可靠性。

转动机械试运行时，应遵守《电业工作安全规程》的有关规定。

2.2.2转动机械试运行前的检查

2.2.2.1确认锅炉风、烟系统和制粉系统的各风门、挡板及其传动机构都已校验，且运行正常。

2.2.2.2确认转动机械及其电气设备检修完毕，并具有各有关单位会签的试运行申请单。

2.2.2.3转动机械以及与之有关的润滑油系统、冷却系统、液压油系统、控制系统及各仪表均符合启动前的要求。

电动机符合《厂用电动机运行规程》的有关规定。

详细检查内容，应在现场规程中规定。

2.2.2.4转动机械检查正常，方可送上该设备的电源及其操作电源、气源，投用巡测装置、程控装置、保护装置以及连锁装置。

2.2.3转动机械的试运行

2.2.

3.1转动机械试运行时，有关的检修负责人应到现场；运行应有人检查、验收；仪表操作盘上也应有人监视启动电流和启动电流在最大值的持续时间。

2.2.

3.2试运行程序、联锁装置试验的程序，均应在现场规程中规定。

2.2.

3.3各辅机的启动，应在最小负荷下进行，以保证设备的安全。

2.2.

3.4风机试运行时，应进行最大负荷的试验(电流不得超过额定值)。试运行中保持正常炉膛负压。

2.2.

3.5制粉系统试运行时，应确认系统内无积粉、积煤。

2.2.4主要辅机试运行时的验收项目：

2.2.4.1风机

a.回转方向正确。

b.无异声、摩擦和撞击。

c.轴承温度与轴承振动符合本规程第3.9.5款的规定。

d.轴承无漏油及甩油，油管畅通，高、低油位线清楚，油位正常，油质良好。

e.检查各处无油垢、积灰、积粉、漏风、漏水等现象。

f.风门、挡板(包括机械限位)及连接机构的安装位置应正确，并能关闭严密，不使停用中的风机倒转。

g.风门、挡板应有就地开度指示装置，并和控制室内的开度指示核对一致。

h.电动机的运行情况应符合《厂用电动机运行规程》的有关规定。

2.2.4.2回转式空气预热器

a.空气预热器各处的门、孔均应关闭严密。上、下轴承处无人停留及工作。

b.启动前，先校验油泵低油压连锁能自启动；回转式空气预热器下轴承润滑油泵已启动，运行正常。投用回转式空气预热器。

c.回转式空预热器启动后，特别是其电气部分检修后的启动，应注意其回转方向。若转向相反，应立即停用，防止密封板损坏。

d.注意电动机电流，如有不正常晃动，应停止试运行，检查原因。

2.2.5锅炉检修后，应在冷态下进行漏风试验，以检查锅炉各部的严密性。其试验、检查方法，应在现场规程中规定。

2.3水压试验

2.3.1锅炉大、小修后或局部受热面临修后，必须进行水压试验(再热器除外)。有条件时，再热器也应做水压试验。

锅炉的超压水压试验(包括再热器)应按《电力工业锅炉监察规程》的规定进行。锅炉水压试验、超压水压试验的周期及试验压力，应在现场规程中明确规定。在超压水压试验时，应有总工程师或其指定的专责人员在现场指挥。

2.3.2水压试验的给水必须经过除盐

锅炉上水应在承压部件周围空气温度高于5℃时进行。低于5℃时，必须有防冻措施。锅炉上水的水温一般应为20～70℃，过低易造成受热面表面结露，过高易造成汽化。

2.3.3水压试验前应进行以下各项准备工作：

2.3.3.1检查与水压试验有关的汽、水系统，其检修工作已经结束，热力工作票已注销，炉膛和尾部烟道内无人工作。

2.3.3.2汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水(除盐水、除氧水或凝结水)。

2.3.3.3汽、水系统各隔绝门及调节门的执行机构试验正常。有关仪表、巡测装置、程控装置都已投入运行。

2.3.3.4安全阀控制系统、电磁泄放门及其他防止超压的保护装置，经过试验正常，并已投入运行。

2.3.3.5按本规程第2.5.7款的有关要求检查汽、水系统阀门，使锅炉符合上水状态。

2.3.4水压试验前的检查与准备工作完毕后，即可按本规程第2.6.1.1～2.6.1.4项的规定向锅炉上水。

2.3.5上水前和上水后，应有专人记录膨胀指示器指示值，并分析其膨胀工况是否正常。

2.3.6在上水过程中，应检查各管系、阀门是否有泄漏，如发现有泄漏，应停止上水，待处理好后再重新上水。调节进水量应均匀、缓慢，阀门不可猛开猛关，以防发生水冲击。

2.3.7锅炉承压部件的水压试验

2.3.7.1水压试验应有专人监视和调节压力。升压、降压速度均不应超过0.6MPa/min。正常升压、降压应经检修负责人同意。

2.3.7.2过热器、再热器水压试验前，应确知管道的支、吊架允许承受管道充水后的荷重。并有防止汽轮机进水的措施。

2.3.7.3升压时必须使用给水旁路门或包覆出口分调控制压力。当压力上升至水压试验压力时，应维持压力2h，然后通知有关人员进行检查。待检查、试验完毕后方可降压。

2.3.7.4在锅炉各部分分别进行水压试验时，除正在进行试验的部分外，均应无压力。如发现有压力，则应停止试验，待查明原因后再继续试验。

2.3.8锅炉承压部件的超压水压试验

2.3.8.1超压水压试验必须经总工程师批准后方可进行。

2.3.8.2超压水压试验应在水压试验正常后进行。超压水压试验前由锅炉检修人员负责做好防止安全阀起座、排汽门动作的措施。

2.3.8.3锅炉超压水压试验的检查，应在升压至规定压力，时间维持5min，再降压到运行工作压力后，通知有关人员进行。

2.3.8.4在过热器、再热器压力降至运行工作压力后，应解除防止安全阀起座及向空排汽门动作的措施。

2.3.9锅炉水压试验中，还应对主要阀门的漏流量进行试验。

2.4电气连锁及热机保护的试验

2.4.1电气连锁及热机保护的基本项目(制造厂另有规定的除外)见表10。

2.4.2所有电气连锁及热机保护在检修后，均应作一次试验，以确保机组投运后能正常动作，起到保护作用。

有关试验项目及试验方法、要求，应根据现场设备情况，在现场规程中规定。

2.4.3严禁无故停用电气连锁及热机保护。如需停用时，应先得到总工程师批准。

2.5启动前的检查

2.5.1锅炉大、小修后，启动前应检查热力工作票已注销，检修工作已结束，关经验收合格。

2.5.2锅炉机组附属的冷却系统、控制压缩空气系统、除灰水系统已投入运行，工况正常。

2.5.3锅炉机组的备用辅助汽源，应处于热备用状态。

2.5.4按照《制粉系统运行规程》、《燃油设备运行规程》、《除渣设备运行规程》及《除尘器运行规程》的规定做好各辅助设备、系统启动前的检查和准备工作。2.5.5检查点火设备处于备用状态。

2.5.6启动前及进水前的检查项目、要求应在现场规程中规定，并建立专用的操作卡。

2.5.7检查汽、水系统，减温水系统及启动分离器系统等的阀门位置，应符合启动前状态(具体阀门位置应在现场规程中规定)。

表10

2.5.8吸风机、送风机、烟道、风道等烟与风的调节挡板转动灵活、位置正确，符合启动前要求。回转式空气预热器的油泵、安全阀用的空气压缩机及其他燃油、除灰、除尘、疏水用的辅助机械设备均正常、良好。

2.5.9炉膛内无焦渣杂物。炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等风、烟道的各人孔门、看火门、打焦门、防爆门、检查门、放灰门等，在确认其内部无人后关闭。

2.5.10过热器、再热器、启动分离器各安全阀完整、良好，无杂物卡住，压缩空气

系统严密、完整、可用。起座、回座压力定值符合要求。

2.5.11各仪表及遥控设备、保护装置的电源正常。备用电源处于备用状态。

2.6冷态启动

2.6.1冷态清洗

2.6.1.1向锅炉上水前，应对炉前给水管道及高压加热器水侧清洗，直至炉前给水含铁量小于50μg/L后，方可向锅炉上水。

2.6.1.2上水流量不宜过大，一般不大于100×2t/h。

2.6.1.3当双面水冷壁、膜式水冷壁进口放水门有水流出时，应在排放10min后关闭上述放水门。

2.6.1.4当锅炉本体空气门及分排处有水急速喷出时，关闭各空气门及分排，开启分地沟，调整启动分离器压力在0.6～1.1MPa。

2.6.1.5调整给水流量、给水压力符合要求：

a.包覆出口压力7MPa。升压速度不大于0.6MPa/min。

b.清洗流量150×2t/h。为提高清洗效果，必要时可瞬时变动给水流量。

2.6.1.6当包覆出口含铁量小于或等于1000μg/L，与汽轮机值班员联系后可开启分凝水，关闭分地沟，转入大循环(循环过程为：炉本体—启动分离器—凝汽器—Ⅱ级除盐—除氧器—给水泵—高压加热器—炉本体)。此时可开始逐步提高给水温度。

2.6.1.7当省煤器出口含铁量小于或等于50μg/L、电导率小于1μS/cm、给水温度大于100℃时，锅炉方可点火。

2.6.2锅炉点火

2.6.2.1点火前投入水膜式除尘器或电气除尘器的振打装置，炉膛灰渣斗水封，暖风器，轻油、重油系统。

2.6.2.2顺序启动预热器、吸风机、送风机。调整风量至额定负荷风量的30%，维持炉膛负压49～98Pa。燃煤炉通风不少于5min；燃油炉通风不少于10min。

2.6.2.3提高包覆出口压力至11.9MPa。升压速度不大于0.6MPa/min。

2.6.2.4投用点火装置，点燃轻油枪。待轻油燃烧正常后，停用点火装置。

2.6.2.5投用重油枪。投用时应注意对称布置。待重油燃烧稳定后，关闭轻油枪。

注意保持水冷壁管间温差不大于50℃；温升速度不大于2.5℃/min。

2.6.2.6点火过程中应监视燃烧情况。如发现油枪灭火，应立即停用该油枪，待消除灭火原因后，重新点燃该油枪；当任一炉膛油枪全部灭火时，应按锅炉灭火处理，然后重新点火。

2.6.2.7通过全旁路、低压旁路对过热器、再热器进行真空干燥。

2.6.2.8空气预热器出口风温达150℃时，可按《制粉系统运行规程》启动制粉系统，点燃煤粉。点燃煤粉后，应及时调整燃烧，控制燃料量，维持水冷壁各管间的正常温差及温升速度。

2.6.3锅炉升温、升压及热态清洗

2.6.

3.1逐渐增大燃料量，提高包覆出口及主蒸汽温度。当包覆出口温度达200℃时，切除节流管束，并微开低过出口分调。当包覆出口温度达210℃时，给水由旁路给水管切至主给水管运行，并将包覆出口压力提高至15.8MPa。升压速度不大于0.6MPa/min。

2.6.

3.2锅炉升温过程中：启动分离器建立水位时，应及时回收工质量；维持两侧炉

膛热负荷相等；高温过热器后烟温不超过450℃；两侧偏差不大于50℃。

2.6.

3.3当启动分离器压力达1.6MPa，且水位正常时，可开启分出，向过热器、再热器送汽。

两侧分出应同时开启，开启后应及时关小全旁路，保持启动分离器压力正常，并注意全旁路后温度不超过160℃。

2.6.

3.4当包覆出口温度上升至260℃后，调整燃料量，控制其温度在260～290 ℃。进行锅炉热态清洗。

在测定水质合格后，方可继续升温。

在发电机并网前，包覆出口温度不超过310℃，高温过热器后烟温不超过 540℃。

2.6.4汽轮机冲转

2.6.4.1当主蒸汽压力在1.1～1.6MPa、主蒸汽温度在300～350℃、两侧偏差不超过15℃、再热蒸汽温度在200～250℃、两侧偏差不超过15℃时，即可进行汽轮机冲转。

2.6.4.2冲转前关闭高压旁路。

2.6.4.3冲转后，调整全旁路维持主蒸汽压力正常；调整燃料量，尽量不使用减温水，控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温升速度不大于2.5℃/min。

如使用减温水，应注意减温器后的蒸汽温度，其过热度不小于50℃。

2.6.5汽轮机升速、发电机并网

2.6.5.1当汽轮机在1800～3000r/min的升速过程中，应增加燃料量及调整全旁路，维持主蒸汽压力在2.5～3MPa。

2.6.5.2发电机并网后，即增荷至10～15MW。并投入有关保护装置。

2.6.5.3在汽轮机低负荷暖机阶段，主蒸汽温度和再热蒸汽温度都不应超过450 ℃；包覆出口温度不大于330℃。

2.6.6锅炉通过膨胀

2.6.6.1适当增加燃料量，使锅炉通过膨胀。

2.6.6.2当Ⅰ级混合器、Ⅱ级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度中任一点达到饱和温度时，膨胀即开始。

2.6.6.3膨胀开始后，注意调整包覆出口压力正常，防止启动分离器压力超限。

2.6.6.4当Ⅰ级混合器、Ⅱ级混合器、水冷壁出口及包覆出口工质温度都达到饱和温度时，膨胀即告结束。

2.6.6.5膨胀结束后，即调整锅炉运行工况及各参数稳定。

2.6.7切除启动分离器

2.6.7.1切除启动分离器的条件及准备工作：

a.提高启动分离器压力至3.5～4MPa。

b.维持低温过热器出口汽温在370～390℃。

c.主蒸汽温度及再热蒸汽温度稳定在450～480℃。

d.发电机负荷在50MW左右，并已允许锅炉切除启动分离器的操作。

e.对有关管道进行充分疏水。低出前、后疏水应特别重视。

f.核对燃料量，符合切除启动分离器的要求。控制高温过热器后的烟温约在 540℃左右(应根据试验数值在现场规程中规定)，并应使减温水量有调节余地。

2.6.7.2切除启动分离器的操作：

a.逐步调节开启低调，同时关小低过出口分调，维持低温过热器出口蒸汽温度在370～390℃，并维持包覆出口压力15.8MPa稳定。待低过出口分调关闭后，再适当增加燃料量，进行低调和包覆出口分调的切换操作。

b.当启动分离器出口压力大于启动分离器压力时，启动分离器即退出运行。

c.在切除启动分离器过程中，如主蒸汽温度及各段工质温度迅速下降，应即关小低调，同时关小或关闭减温水。必要时可关闭低调，恢复启动分离器供汽的方式。

2.6.8过热器升压

2.6.8.1升压速度不超过0.4MPa/min。

2.6.8.2关小全旁路，同时调整燃料量，维持主蒸汽温度在480～500℃。

2.6.8.3全旁路关闭后，再关小调速汽门升压。

2.6.8.4升压过程中，控制汽压变化速度，使汽轮机调节级温度不突降20℃，并注意维持包覆出口压力15.8MPa稳定。调整燃料量，提高主蒸汽温度在520～ 530℃。

2.6.8.5当主蒸汽压力上升至14.8～15.3MPa，低出前、后压差小于1MPa时，开启低出。

2.6.8.6低出开启后，投入有关保护装置。全面检查、调整锅炉各运行工况正常、稳定。

2.6.9锅炉增荷

2.6.9.1低出开启后，即可按正常增加负荷操作，提高锅炉负荷。机组增荷速度控制在每分钟1%～2%。

2.6.9.2当煤粉燃烧器投入运行，排烟温度大于100℃后，可投用电气式除尘器。

2.6.9.3主给水流量大于200×2t/h时，应投用锅炉断水保护。

2.6.9.4增荷结束，应进行一次空气预热器吹灰工作。

2.7热态启动

2.7.1汽轮机启动时，若高压缸调节级处内缸的下缸内壁温度在200℃以上时的启动为热态启动。

2.7.2锅炉上水、建立启动压力和启动流量：

2.7.2.1待高压加热器水侧清洗合格，给水温度大于100℃，方可向锅炉上水。上水流量控制在(30～50)×2t/h。开始上水后，应监视省煤器出口和双面水冷壁出口的降温速度不超过25℃/min，并检查省煤器管道不振动，否则应减少上水量。

2.7.2.2当省煤器出口及双面水冷壁出口降温速度较慢或其实际温度已低于该压力下的饱和温度时，可逐渐增加上水量直至150×2t/h。

2.7.2.3热态启动时，在锅炉上水过程中可不进行排放及冷态清洗。

2.7.2.4当锅炉本体水进满后，包覆出口压力可升至11.9MPa。升压速度不超过0.6MPa/min。

2.7.3锅炉点火、升温、升压及热态清洗

2.7.

3.1锅炉点火操作按本规程第2.6.2条进行。

2.7.

3.2锅炉升温、升压、热态清洗按本规程第2.6.3条进行。

2.7.

3.3汽轮机冲转前主蒸汽升温速度每小时不超过280℃，同时还需按下列要求控制：

a. 400℃以下不大于10℃/min。

b. 400～450℃不大于8.5℃/min。

c. 450～500℃不大于7℃/min。

d. 500～540℃不大于3.7℃/min。

e. 540～550℃不大于2℃/min。

2.7.

3.4为提高再热蒸汽温度，可开大再排及高压旁路，增加再热器的通流量。

2.7.4锅炉通过膨胀的操作，在汽轮机冲转前或后进行均可。但应避免与汽轮机冲转同时进行。

在先膨胀后冲转的工况下，为防止低温再热器壁温超限，高温过热器后烟温应低于500℃。

2.7.5汽轮机冲转、升速

2.7.5.1在热态清洗及锅炉升温、升压过程中，应逐步提高主蒸汽压力至3～ 4MPa，同时提高主蒸汽温度。当主蒸汽温度大于高压缸缸壁温度50℃以上、再热蒸汽温度大于或等于中压缸缸壁温度且两侧偏差均小于15℃时，即可进行汽轮机冲转。

2.7.5.2冲转前关闭高压旁路。

2.7.5.3在汽轮机冲转和升速过程中，要注意防止再热器壁温超限。

2.7.5.4汽轮机冲转后，主蒸汽和再热蒸汽的升温速度都不应大于2.5℃/min。

2.7.6发电机并网、锅炉切除起动分离器、过热器升压和锅炉增荷

2.7.6.1并网操作按本规程第2.6.5条进行。因汽机低负荷暖机时间短，并网后即应准备切除启动分离器。若锅炉尚未通过膨胀，则按本规程第2.6.6条通过膨胀，然后切除启动分离器。

2.7.6.2切除启动分离器、过热器升压和锅炉增荷的操作，分别按本规程第 2.6.7、2.6.8、2.6.9条进行。

2.8安全阀的校验

2.8.1安全阀起座压力须按《电力工业锅炉监察规程》的规定，在现场规程中明确规定。

2.8.2安全阀应定期进行校验：

2.8.2.1检修过的安全阀应对其起座压力进行校验。

2.8.2.2锅炉运行时，安全阀在汽压超过起座压力而仍不动作时，应查明原因，必要时可进行安全阀放汽试验或校验。

2.8.2.3锅炉运行中，为防止安全阀阀芯和阀座粘住，至少每个小修周期进行一次安全阀放汽试验或校验。

2.8.3安全阀的校验

2.8.

3.1安全阀校验时，应有检修和运行技术负责人在场。

2.8.

3.2校验前应检查安全阀及其排汽管、消音装置完整，安全阀定位圈上无卡板。

2.8.

3.3校验前，安全阀的压缩空气操纵系统和控制回路应经热工人员检查和试验正常。

2.8.

3.4校验时，应保持锅炉工况稳定，并加强对汽压的监视。当汽压达到起座定值而安全阀未能起座时，应即降低汽压至正常压力。

2.8.

3.5校验时，除及时调整汽压外，还应注意监视和调整汽温。在校验再热器进口安全门时，更应及时调整减温水和事故喷水，防止再热蒸汽温度超限。

2.8.

3.6校验时，若安全阀起座后无法回座时，应按事故处理的有关规定处理。

2.8.

3.7校验后，检查安全阀应无泄漏，并做好校验记录。

2.8.

3.8安全阀校验的操作步骤，应在现场规程中规定。一般可按机械起座、电气手动起座、电气自动起座三个步骤进行。

2.8.4锅炉从上水开始至停炉泄压完毕，各安全阀必须投入运行。锅炉运行时，应定期检查安全阀及其排汽管：消音器完整，定位圈上无卡板，安全阀不泄漏，上气室充压、下气室无压力。

3锅炉运行的控制与调整

3.1锅炉运行的监视与主要限额

3.1.1锅炉运行监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动。并应充分利用计算机控制、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。

值班人员要加强运行分析，当计算机、程序控制及自动装置工作不正常时，应即将其退出运行，用手动维持运行工况正常。并即通知有关人员，尽快恢复计算机、程序控制及自动调节装置的正常运行。

3.1.2锅炉运行调整的主要任务

3.1.2.1保持锅炉的蒸发量在额定值内，且满足汽轮机的要求。

3.1.2.2保持正常的汽压、汽温。

3.1.2.3保持燃烧良好、提高锅炉效率。

3.1.2.4确保锅炉机组安全运行。

3.1.2.5及时调整锅炉工况，尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。

3.1.3运行主要限额，在现场规程中应根据现场设备做出具体规定，表11可作参考。

表11

3.2汽压的控制和调整

3.2.1锅炉应采用定压运行。并根据机组负荷的需要相应调整锅炉蒸发量，维持汽轮机在额定压力运行，力求做到汽压稳定。

锅炉汽压及蒸发量的调整是在增、减给水量的同时，相应按比例增减燃料量，微调同步器，以保持主蒸汽压力稳定，并使锅炉蒸发量的变化与机组负荷所需要的变动值相适应。

各厂应根据具体情况，制定调节汽压的方法和操作步骤。

3.2.2机组最低负荷运行时，应保持给水流量不低于150×2t/h。

机组正常运行时，机组负荷的增、减速度，每分钟不大于额定负荷的1%～ 2%。增、减过程中注意保持各段工质温度正常。

3.2.3锅炉和汽轮机的主蒸汽压力表指示值以及锅炉各主蒸汽压力表指示值每班至